当前，全球能源转型持续加速，储能作为连接可再生能源与电网的核心环节，正从“辅助配套”向“核心支撑”转变。据彭博新能源财经（BNEF）及国际能源署（IEA）预测，在2030年之前，全球新型储能装机规模预计将以每年30%-40%的复合增长率持续扩张。在此背景下，具备大容量、高安全性和长寿命的储能电芯，已成为降低项目度电成本、提升系统集成效率的重要技术突破口。 值此产业变革关键阶段，9月18日，欣旺达携684Ah与588Ah两款新型储能电芯重磅亮相行业活动，以技术创新直击行业痛点，为储能产业高质量发展提供多元可靠的解决方案。 矩阵打造：“双芯”彰显技术底蕴 欣旺达684Ah储能电芯采用先进叠片技术，体积能量密度突破440+Wh/L，在同规格产品中表现突出。其创新融合“热电分离”设计与三维散热结构，从根本上优化热管理路径，可大幅提升系统运行安全性与长期可靠性。 性能方面，该电芯可实现超20年使用寿命，满足长期运营需求。 值得一提的是，它具备优异的系统集成适配性，可兼容10英尺、20英尺及30英尺等多种规格的集装箱解决方案。依托高能量密度与简便的施工、运维特性，该电芯全生命周期度电成本较传统方案降低 8%，有效提升项目部署速度与运营经济性。 588Ah储能电芯采用经过市场充分验证的卷绕工艺，并结合创新低锂损耗技术，从容应对长期运行中的容量衰减问题，循环寿命可达10000次@70% SOH，实现超20年使用寿命，在全生命周期内体现出卓越经济性。该产品能量效率高达96.5%，配合高安全电解液与定向排气通道设计，在保障系统安全稳定运行的同时，进一步优化了度电成本，为对经济性要求极高的应用场景提供优质电芯选择。 技术引领：推动产业转型升级 欣旺达储能电芯事业部总经理陈涛此前曾表示：“684Ah和588Ah储能电芯的推出，是欣旺达持续创新、推进大容量储能技术发展的重要体现。打造高安全、高品质、高可靠，覆盖多场景需求的产品及解决方案是欣旺达一直以来的初心。” 随着684Ah与588Ah储能电芯的推出，欣旺达已构建覆盖多技术路线、多容量规格的储能产品矩阵。两款电芯分别采用叠片与卷绕工艺，虽技术路径不同，却共同体现出长寿命、高效率和优异经济性的核心优势，赋能多元储能场景应用，提供更加精准、可靠的解决方案。 未来，欣旺达将持续强化技术创新与制造能力，以更高能量密度、更长使用寿命和更优系统价值的储能产品，推动全球能源转型与可持续发展。 生态拓展：完善数字能源布局 两款电芯的创新突破，离不开欣旺达近三十年深耕锂电池行业的综合实力支撑。如今的欣旺达已突破传统电池制造商边界，致力于提供绿色及高效的新能源一体化解决方案，覆盖包括消费类电池、动力电池及储能系统在内的丰富产品矩阵，向全球客户提供自电芯、模组、系统到电池检测及回收的全面解决方案。 同期活动上，欣旺达还重点展示了电池护照和电池回收两大解决方案，进一步完善其数字能源生态布局。 电池护照作为电池全生命周期的数字身份证，强制披露八大类可持续性数据，成为企业进入欧盟市场的重要通行证。公司依托全生命周期数据平台，通过三重采集保障数据完整性，AI智能验证减少90%人工审核，整合22项国际标准，认证周期缩短88%，并通过高标准加密和区块链双备份技术确保数据安全。 电池回收是欣旺达“五全”经营战略中全产业链布局的重要一环。公司以深圳为中枢，积极推进多地基地建设，致力于构建覆盖全球的循环经济网络；同时聚焦锂电回收（覆盖三元/磷酸铁锂体系）与梯次利用两大核心，打通“回收-再生-应用”全产业链条，全面提升锂电回收、梯次利用综合服务能力。

9月19日，电投（中山）智慧能源有限公司发布中山市古镇镇150MW/300MWh独立储能电站项目（一期）EPC总承包工程（第三次招标）公告。项目位于广东省中山市古镇镇，储能电站采用预制舱方案，标称容量为100MW/200MWh，项目站址西侧为同兴路，北侧为华盛东路，南侧为华泰东路。储能系统采用磷酸铁锂电池液冷方案，配套建设110kV储能升压站1座，经1回110kV送出线路接入广东电网110kV灯王站，线路路径长度约2.6公里，本工程考虑一次性建成。 计划工期：项目为2026年6 月30日完工并网。 项目最高投标限价为含税28380万元，折合单价1.419元/Wh。 中山市古镇镇150MW/300MWh独立储能电站项目（一期）EPC总承包工程（第三次招标）公告 投资项目代码：2208-442000-04-01-740729 投资项目名称：中山市古镇镇150MW/300MWh独立储能电站项目（一期） 招标项目名称：中山市古镇镇150MW/300MWh独立储能电站项目（一期）EPC总承包工程（第三次招标） 标段（包）名称：中山市古镇镇150MW/300MWh独立储能电站项目（一期）EPC总承包工程 公告性质：正常 资格审查方式：资格后审 招标项目实施（交货）地点：中山市古镇镇 资金来源：企业自筹 资金来源构成：发包人自有资金和银行贷款 招标范围及规模 项目概况：中山古镇储能电站采用预制舱方案，标称容量为100MW/200MWh，项目站址西侧为同兴路，北侧为华盛东路，南侧为华泰东路。储能系统采用磷酸铁锂电池液冷方案，配套建设110kV储能升压站1座，经1回110kV送出线路接入广东电网110kV灯王站，线路路径长度约2.6公里，本工程考虑一次性建成。 承包方式：本工程采用EPC总承包方式，即包勘察设计、包设备材料、包拆装、包施工、包安装调试合格、包培训、包质量、包安全、包质保期内维护、包技术服务、包工程竣工资料整料归档。 具体详见招标文件并以其为准。 招标内容 1）本项目工程施工图设计及竣工图设计； 2）本次招标为EPC总承包交钥匙工程，共一个标段。招标范围包括但不限于储能电站、升压站及送出线路工程的全部勘察设计；设备物资采购及监造；三通一平、送出工程、土建（不含桩基工程）及安装工程施工、系统接入、调试、试运行、电化学储能电站并网测试、移交生产验收、竣工验收；电网接入、向住建部门进行消防设计备案审查等储能系统建设的全部工作，保证储能系统具备投运所需的所有条件，并通过招标人和电网及能源主管部门的验收。而储能系统接入招标人参与电网调度的技术支持系统；整体系统质保期限的相关服务（包含质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整编并完成交付）。 3）本项目整体调试范围包括：储能系统接入电网所需要的涉网试验和入网检测试验、储能系统接入电网所需要的电气交接试验等，并由整体调试单位负责组织协调完成各设备单体调试工作。 4）本项目工程总承包竣工验收及工程移交。 投标人必须对招标范围内的全部内容进行投标，不允许只对部分内容投标；如有重大缺漏，将导致投标被否决。具体内容详见招标文件并以其为准 工期 计划工期：项目为2026年6 月30日完工并网。具体详见招标文件并以其为准。 最高投标限价 含税：28380万元 是否接受联合体投标 否 投标资格能力要求 （包括但不限于资质人员、业绩等要求） 投标人资格要求 1资质要求 投标人须至少满足以下A或B要求之一： A设计资质及勘察资质：同时满足以下①-②要求，即 ①具备有效的工程设计综合资质甲级或工程设计电力行业新能源发电专业乙级资质 ②具备有效的工程勘察综合甲级资质或工程勘察岩土工程专业（岩土工程勘察）乙级及以上资质。 B施工资质：同时满足以下①-②要求，即 ①具备有效的电力工程施工总承包二级及以上资质； ②具备有效的安全生产许可证； 2 财务要求：投标人未处于被责令停业或财产被接管、冻结、破产状态。[以投标人提供加盖投标人章的《声明函》为准] 3信誉要求：投标人在“国家企业信用信息公示系统”网站（.cn）未被列入“严重违法失信名单”；且在“信用中国”网站（.cn）未被列入“失信被执行人”“异常经营名录”“税收违法黑名单”。[以投标人提供加盖投标人章的《声明函》为准] 4人员要求 （1）项目经理（即项目负责人）要求：同时满足以下①-②要求，即 ①具有建设行政主管部门颁发的机电工程或建筑工程专业一级注册建造师资格；[项目经理的注册建造师资格证书的聘用企业（或执业单位）必须与投标人一致，如注册建造师资格证书无聘用企业（或执业单位），投标人应提供投标截止时间前最近3个月（扣除投标截止日当月往前顺推3个月）（含）以上的社保证明文件（原件或复印件或扫描件均可）或执业注册机构的注册变更回执以证明系投标人所属人员。 ②具备有效的安全生产考核合格证书(B证)； （2）设计负责人要求：满足以下①或②要求 ①具有中级工程师及以上职称。 ②取得注册电气工程师执业资格，注册证书在有效期内并在投标单位注册。 （3）技术负责人要求：满足以下①或②要求 ①具有中级工程师及以上职称。 ②取得注册电气工程师执业资格，注册证书在有效期内并在投标单位注册。 （4）施工负责人要求：同时满足以下①-②要求，即 ①具有建设行政主管部门颁发的机电工程或建筑工程专业一级注册建造师资格；[施工负责人的注册建造师资格证书的聘用企业（或执业单位）必须与投标人一致，如注册建造师资格证书无聘用企业（或执业单位），投标人应提供投标截止时间前最近3个月（扣除投标截止日当月往前顺推3个月）（含）以上的社保证明文件（原件或复印件或扫描件均可）或执业注册机构的注册变更回执以证明系投标人所属人员。 ②具备有效的安全生产考核合格证书(B证)； （5）安全总监要求：满足以下①或②要求 ①具有中级工程师及以上职称。 ②取得安全C证，注册证书在有效期内并在投标单位注册。 5其他要求 （1）投标人应是响应招标、参加投标竞争的中华人民共和国境内的企业法人并有独立订立合同的权利。与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人不得参加本招标项目投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得同时参加本招标项目同一标段投标，否则投标均无效。[以投标人提供营业执照（副本）（原件或复印件或扫描件均可）和投标人提供的《声明函》为准]。 （2）本次招标不接受联合体投标。 投标人业绩要求 无

北极星储能网获悉，2025 年09月18日，国投集团电子采购中心发布了柯拉构网型储能首台（套）构网性能及同步机组并列运行研究(二次)公开招标公告。 招标范围：本项目为柯拉构网型储能首台（套）构网性能及同步机组并列运行研究，主要研究内容为： （1）分析构网型储能的控制功能，探索构网型储能系统的调节和支撑能力，研究构网型储能系统在电网惯量、调频需求下的参数整定方法。 （2）基于仿真分析和现场测试方法，结合雅砻江流域电网特点，研究构网型储能系统在电网扰动下的暂态支撑试验方案，构建构网功能评价指标，掌握示范项目暂态支撑特性，优化储能单元及储能场站电磁/机电暂态模型。 （3）对比分析构网型储能系统和水轮机组的出力特征、支撑能力和响应特性。 （4）根据雅砻江流域电网形态，建立构网型储能接入局域电网的仿真模型，验证构网型储能系统和水轮机组的支撑性能。 （5）基于水轮机组不同出力特性和构网型储能系统自身运行特点，分析构网型储能及水轮机组联合运行特征，研究不同电网工况、不同出力占比等因素下，构网型储能系统和水轮机组对局部电网电压/频率支撑作用。 在开展以上研究的情况下，得到的研究成果包括： （1）构建柯拉构网型储能系统示范项目中储能单元与储能电站电磁/机电暂态模型。 （2）提出针对柯拉构网型储能系统示范项目的构网功能试验方法，完成现场试验，构建项目构网功能评价指标体系，形成《构网型储能系统的构网性能研究报告》和《构网性能测试报告》，并通过结题验收评审。 （3）掌握柯拉构网型储能系统和水轮机组不同联合运行条件下对局部电网的电压/频率支撑作用，形成《构网型储能系统与水轮机组的联合运行优化研究报告》，并通过结题验收评审。 （4）发表或录用核心期刊论文1篇（结题前需录用）。 （5）发表专利1项（结题前需受理）。 供应商基本要求：须为中华人民共和国国内的独立民事主体。 供应商资质要求：投标人须同时具有中国合格评定国家认可委员会实验室认可证书（CNAS证书，授权领域需要同时包括电池、储能变流器、电化学储能系统）和检验检测机构资质认定证书（CMA证书）。 供应商业绩要求：2020年1月1日至投标截止日具有2个储能系统涉网试验或电站仿真建模服务项目的业绩，且单个合同金额不低于100万元 供应商拟投入项目负责人最低要求：具有高级工程师及以上技术职称。 服务期说明： 本项目服务期自同生效之日起至研究项目结题验收合格为止（约365天），具体安排如下： （1）合同签订之日起1个月内完成项目前期准备，收集资料，制定工作研究大纲； （2）合同签订之日起2个月内完成《柯拉构网型储能系统示范项目构网能力实证技术研究试验方案》，构建柯拉构网型储能系统示范项目中储能单元与储能电站电磁暂态模型； （3）合同签订之日起6个月内完成构网型储能系统的构网性能研究、构网能力实证技术研究； （4）合同签订之日起9个月内完成构网型储能系统与水轮机组的联合运行优化研究，包括构网型储能系统和水轮机组的性能对比研究、构网型储能系统与水轮机组的联合运行优化研究； （5）合同签订之日起12个月内完成《构网型储能系统的构网性能研究报告》、《构网性能测试报告》和《构网型储能系统与水轮机组的联合运行优化研究报告》、论文和专利，并组织验收评审会。 服务期为365天。此外，需要注意的是，该招标不接受联合体投标。

北极星储能网讯：9月18日，新疆喀什地区怡亚通英吉沙县30万千瓦/120万千瓦时构网型独立储能EPC总承包工程招标公告发布，招标人为英吉沙县怡智未来科技有限公司，项目资金为自筹，项目位于新疆喀什地区英吉沙县境内。 项目规划新建一座300MW/1200MWh构网型独立储能电站和一座220kV汇集站，配套建设送出工程。储能装置采用磷酸铁锂电池储能系统，变流器系统和储能电池系统全部为预制舱式布置，本期一次性整装建成。 计划2025年11月开工，2026年9月30日完成竣工验收。 本项目允许联合体招标。 原文如下：

一场突如其来的储能“爆单潮”正席卷行业。供需关系的骤然扭转，让产业链各环节订单量持续飙升，产线满负荷运转仍供不应求，一场由市场需求主导的行业大考已拉开序幕。 从国内来看，这场热潮与一项关键政策的调整节点紧密相关。国家发改委、国家能源局联合发布的“136号文”，明确不得将配置储能作为新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，该规定自6月1日起正式生效，宣告持续多年的强制配储政策退出历史舞台。一些企业为保障预期收益率，在“531节点”前出现抢装现象。 据行业机构统计数据，今年上半年，国内新增投运新型储能装机规模超56GWh，同比增长68%，受政策节点影响，5月新增装机创历史新高。这波政策驱动下的“末班车效应”，为本就火热的储能产业再添一把猛火。 国家发改委、国家能源局明确新目标 2027年，新型储能装机规模再翻番！ 9月12日，国家发改委、国家能源局发布最新通知：关于印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》的通知（以下简称《通知》），为未来三年我国新型储能发展明确了路径与目标。 《通知》提出，到2027年，全国新型储能装机规模要达到180GW以上，预计带动项目直接投资约2500亿元。 根据国家能源局的统计数据，截至2025年上半年，全国新型储能装机规模为94.91GW/222GWh。这意味着，在未来两年多的时间内，我国新型储能装机规模需实现近乎翻倍增长，显示出巨大的市场空间和发展提速预期。 在技术路线方面，《通知》明确仍将以锂离子电池储能为主导，同时支持各类技术路线多元化发展，丰富应用场景，并通过培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。 《通知》内容全面涵盖了总体目标、应用场景、利用水平、创新融合、标准体系及市场机制等多个关键维度，共编制7个大项、21个小项具体措施，从政策机制到市场保障多措并举，旨在系统推动新型储能实现高质量、规模化发展。其中重点关注如下： 在完善市场机制方面，鼓励新型储能全面参与电能量市场，推动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。同时，有序推动新型储能参与调频、备用等辅助服务市场，探索爬坡、转动惯量等辅助服务品种，并逐步扩大参与辅助服务规模。此外，还将推动建立容量电价与可靠容量补偿机制，通过完善市场价格形成机制，合理确定储能充放电价格，增强项目经济性。 在拓展应用场景方面，将推进沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理配置储能，建设系统友好型电站，并利用退役火电厂资源建设储能设施；在电网关键节点布局独立储能电站，推广构网型储能在高比例新能源电网等的应用；同时积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式。 在提升调度运行水平方面，要求科学制定储能调度细则，优化各类调节资源调用次序，提高储能调用比例，减少煤电深度调峰；电力现货市场连续运行地区按市场结果调度，非连续地区则需科学增加储能调用，提升系统调节经济性与安全性。 在技术创新与产业融合方面，支持开展关键技术攻关和多元技术发展，推动长时储能、混合储能等应用，布局前沿技术储备；促进产业集群发展，组织一批创新试点项目，提升产业国际竞争力。 在政策与金融支持方面，明确各地需统筹储能发展规模与布局，实行年度报送机制；鼓励民营企业等多方主体参与投资，引导金融机构提供信贷、利率及保险支持；同时加快完善标准体系，推进国际标准化工作。 实际上，自进入9月以来，已有多项重磅政策密集出台，持续为新型储能发展注入动力： 9月2日，国家发改委发布《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》，明确独立储能在放电时视为发电企业、充电时视为电力用户参与市场，为其市场身份奠定制度基础； 9月8日，国家发改委、国家能源局联合推出“人工智能+”能源高质量发展的实施意见，强调要推动AI技术在虚拟电厂、分布式储能、车网互动等灵活性资源中的应用，提升系统智能调度与安全管控能力。 这些政策共同勾勒出储能与前沿技术深度融合、市场机制不断完善的发展新图景。 “顶流”314Ah储能电芯“一芯难求” 在政策蓝图绘就新图景的同时，储能市场已呈现“一芯难求”的火热盛况。今年是314Ah电芯真正全面替代280Ah电芯的一年，而当下，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、海辰储能、楚能新能源等头部电池厂商纷纷释放出电芯“满产”信号，排产计划已排至今年年底，部分企业订单甚至覆盖到明年年初。 面对激增的储能需求，头部厂商产能吃紧的同时，部分需求开始向二三线电池企业溢出。据了解，目前二三线电池企业的产能利用率也显著提升，达到65%以上。 值得关注的是，在储能电芯需求猛增与产能吃紧的背景下，电芯价格出现同步微涨。行业机构数据显示，今年6-7月，314Ah等主流电芯型号出现10%-20%的涨幅；与此同时，碳酸锂价格的触底反弹形成成本支撑，推动储能电芯价格从此前的0.25元/Wh升至0.27元/Wh上方。 此外，从大储招标市场看，此前电芯价格一路下滑，从去年年初的0.38元/Wh左右，下降到今年年初的0.28元/Wh附近，从今年二季度开始，314Ah电芯价格出现回升趋势。以8月底开标的中石油济柴动力50万块314Ah电芯采购项目为例，宁德时代、海辰储能分别以0.32元/Wh、0.28元/Wh的价格中标。 整体来看，近期314Ah储能电芯处于企稳回升的态势，主流价格区间在0.26元/Wh-0.32元/Wh之间。不同厂商因技术路线、成本控制及市场策略差异，报价存在一定分化，头部企业凭借技术优势和规模效应，报价相对较高。 另一方面，从技术端看，储能电芯产品的技术迭代从未停滞，下一代500Ah+电芯的研发与量产进程在加速，500Ah+电芯支撑的6+MWh、7+MWh储能系统，已成为行业进化的重要趋势。 日前，欣旺达宣布其684Ah储能电芯已正式启动量产。此前，有消息称阳光电源PowerTitan3.0搭载的684Ah电芯将由欣旺达供应，据此推断，此次在德阳欣旺达新能源有限公司量产的684Ah电芯，或是为阳光电源准备的。 此前，亿纬锂能、远景动力、宁德时代等已实现500Ah+电芯的量产。 总体来看，当前314Ah电芯正迈入着“量价齐升”的上行周期，在短期供需紧张与长期技术迭代的双重驱动下，储能电芯行业已进入新一轮竞争与升级的关键阶段。储能行业也迎来了从“政策驱动”到“市场驱动”、从“规模扩张”向“技术引领”深刻转型的转折点。

北极星储能网获悉，9月19日，中国石油甘肃销售公司2025年商业储能设备框架采购项目中标候选人公示，公示显示，评标委员会否决所有投标，项目流标，不推荐中标候选人。 本项目计划为加油（气）站采购分布式储能系统，系统主要由高效PCS、电池系统、EMS系统、冷却系统以及消防系统等集成，同时系统采用模块化设计，计划采购数量22台，设备规格为125kW/250kWh（储能大于250kWh也符合投标条件），合计规模2.75MW/5.5MWh。 估算总采购金额为396万元，折合单价0.72元/Wh。

当下，全球能源步入深刻转型，过往以非化石能源主导的阶段，正逐渐让步于新能源。其中，新型储能作为保障新型电力系统稳定运行的关键所在，发挥着举足轻重的作用。9月17日-18日，2025世界储能大会在宁德举行。 一方面，储能产业因超预期发展而备受瞩目，数据显示，目前中国已成为全球最大的储能市场，2024年末中国新增新型储能装机突破1亿千瓦时，近五年累计增长了20倍，储能电池和系统出货量分别占全球市场的90%和70%以上。 但需要注意的，储能产业当前面临的问题也是显著的。“现在主要挑战是低价竞争，长期可能成为发展瓶颈的，则是安全问题。”一位企业人士在与财联社记者交流时提到。分析认为，低价和安全问题还有因果联系，恶性价格战会导致部分企业采用降规减配策略，侵蚀行业创新动力与合理利润空间。更深层的隐患在于，部分项目为压缩成本降低安全标准，为大规模储能电站埋下故障隐患。 宁德时代董事长曾毓群认为，面对快速成长带来的乱象和失序，行业亟需构建健康、可持续的产业生态，破解“内卷”困局，需要坚守储能安全底线，构建实证可信的市场环境，要加强知识产权保护，鼓励创新，以及储能的创新发展要面向零碳未来。 新型储能大步向前 回顾“十四五”以来，新型储能的发展远远超出预期，取得明显成效。规模与技术水平均居世界前列，技术取得突破，产业链上下游完善，市场的空间快速打开等，各种进展显示，中国储能产业已经跨越到新的周期。 大会上，工业和信息化部原副部长苏波披露十四五期间新型储能制造业发展的数据：今年上半年，新型储能累计装机约9500万千瓦，“十四五”期间增长了近30倍；“十四五”期间，国家能源局发布56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线。 从宏观政策上看，新型储能产业发展受到高度关注，新型储能连续两年写入政府工作报告，今年正式实施的《能源法》从法律层面明确界定了新型储能的功能与定位；近日，国家发展改革委、国家能源局正式联合印发了《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，提出了三年内全国新型储能新增装机容量超过1亿千瓦的目标，到2027年，我国新型储能装机规模将达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元。 种种利好政策为整个新型储能行业的发展提供了完善的制度性保障。而伴随风光装机的高速增长，储能也逐渐从配角转变为一项基本的配套措施，成为当下构建电力系统的核心引擎。 大会现场，工业和信息化部装备工业发展中心副主任柳新岩还发布了《新型储能技术发展路线图（2025-2035年）》，其中提到，2030年，新型储能产业全面市场化发展，全国新型储能装机超过2.4亿千瓦；2035年，全国新型储能装机超过3亿千瓦。 电力规划总院有限公司总经理胡明在会上对十五五期间新型储能的发展进行了研判，十五五期间新型储能将与源网荷各环节进一步融合，促进大规模新能源开发消纳，提高电力系统安全稳定运行和支撑用户灵活低碳用能等方面发挥比十四五更为重要、更为关键的作用。” 在他看来，十五五期间需要瞄准新型储能在支撑新型电力系统建设不同场景，重点聚焦新型储能在高安全、低成本、长寿命、高性能、可持续、长时间以及系统支撑能力等方面的技术需要，进一步提升补能的本体性能，加强共性支撑的技术保障，提高储能利用水平，推动形成补电、补热、储氢等多种类的储能方式有机结合，协同运行。 挑战不容小觑 尽管新型储能行业发展趋势向好，但也不可避免的遭遇一些挑战，尤其当下弃风、弃光现象仍存。宁德时代创始人、董事长曾毓群直言：“在储能产业转型的关键时期，对产业的形势也要有客观的认识。既要充分肯定行业取得的成就，也要清醒认识到当前面临的一些挑战，才能推动产业真正地实现高质量发展。” 他总结了当前新型储能产业发展所面临的五个挑战：安全隐患、价格战、产品参数虚标、技术同质化与无序扩张。 曾毓群指出，必须坚守储能安全底线。他认为，储能的安全是一个系统工程，宁德时代在材料选择、开发设计、极限智造、实证测试等方面，构建起多级安全体系，将电芯安全失效率从PPM级降至PPB级，也就是十亿分之一。 在大会同期论坛上，江苏天合储能有限公司储能系统高级总监王云磊在主题演讲中提到，近年来，储能安全事故频发，最近的一起事故是美国加州一座被称为世界最大的锂电池储能设备，发生了火灾。火灾燃烧了5天导致附近部分居民被迫撤离，严重影响了居民的生活，据统计，约70%的事故项目未运行满三年就发生了安全事故。” 据不完全统计，截至今年5月，全球已发生167起储能起火、爆炸事故，其中90%以上发生在海外。另有数据披露，2024年，国内储能安全事故更是超过100起，主因均为电芯热失控导致的起火。无论国内还是海外，储能安全形势都异常严峻。 王云磊在发言中表示，天合储能把电芯、模块、电池仓、场站分为本真安全、主动安全、被动安全三大类，全面深入分析了储能系统的安全技术，构建了天合储能系统的安全护城河。 价格战方面，中国产业发展促进会副会长兼储能分会会长史立山认为，储能已经超过风光成为最受关注的产业。“大家认为它出现了低价竞争或者内卷等问题，我觉得（这些问题）可能不同程度存在，但希望通过竞争把成本降下来。” 在他看来，未来需要从政策上、机制上、标准上作出探索，促进产业健康发展。会上，曾毓群表示，要实现储能高质量发展，必须构建“创新型”的产业生态。“要坚守储能安全底线，构建实证可信的市场环境，加强知识产权保护，面向未来需求推动技术创新。” 随着步入全新的阶段，中国储能产业已在装机规模上实现全球领先，光伏和风机装机容量已经超过了煤电的装机容量，但风光电的不可控性仍然是阻碍电力系统的安全运行的拦路虎。南方科技大学碳中和能源研究院院长赵天寿认为，长时储能是未来一个重要的发展方向。 他指出，电网侧需要长时储能技术削峰填谷提升电网利用率，用户侧荷侧也需要长时储能技术，才可以真正做到峰谷套利，降低用电的成本。“发展长时储能技术已成为全球的共识。” 有参会嘉宾表示，从“有没有”到“好不好”，储能产业已迎来从量到质的转折点。未来五年，建立合理的容量补偿机制和收益模式、完善全链条安全标准、加快长时储能的商业化落地，将成为推动产业高质量发展的关键。唯有如此，中国储能才能从装机规模第一迈向系统价值第一，在全球能源格局重塑中赢得更长远的话语权。

北极星储能网讯：9月18日，山西北方储能技术有限公司400MW独立储能电站项目EPC中标结果公示，中标单位为山东高速工程建设集团有限公司、中国能建山西电力勘测设计院联合体，中标金额为931557060元。 根据招标公告，本次中标项目规模包括50MW/30s超容系统，由14套3.72MW/30s超容储能单元组成，70个5MW/10MWh磷酸铁锂电池系统预制舱。 原文如下：

北极星储能网获悉，9月18日，中国电气装备集团储能科技有限公司电工时代储能变流器物资采购中标结果公示，南京南瑞继保工程技术有限公司中标该项目。 项目采购人为中国电气装备集团储能科技有限公司，采购规格为215kW的储能变流器168台，总规模为36.12MW。

北极星储能网获悉，近日，三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目45MW/90MWh构网型储能系统设备采购招标公告发布。 三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目场址位于云南省红河州弥勒市新哨镇境内。本期建设规模为45MW/90MWh，采用构网型集中式储能技术路线。结合储能系统本期及后期装机规模，本项目拟新建1座220kV储能升压站，配置1台容量为200MVA的220kV变压器，通过2回220kV架空线路“π”接220kV弥勒东风电场～佛城变线路（佛城变建成前为220kV弥勒东~圭山线路）。本期储能单元电力通过2回35kV储能集电线路汇集电力接至220kV升压站。 招标范围 本项目不划分标段，招标范围为三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目构网型储能系统正常运行所必需的全套设备（包含电池舱内部所有设备之间的连接线缆、电池舱至PCS连接线缆、PCS至储能变压器、储能变压器间及储能单元间连接电缆、储能单元至集控中心二次屏柜之间的EMS组网所需的全部二次线缆等，但不包含升压站内35kV开关柜至储能系统升压变压器电缆）、备品备件、专用工具以及现场安装指导、调试等技术服务工作等，预估采购总容量为45MW/90MWh，包括但不限于储能电池舱及其附属设备、储能变流升压系统、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能自用电系统、控制器等设备的设计，供货范围内设备元件的选择、设计、制造、试验、包装、运输、交货、现场指导安装、提供工厂图纸及资料、调试、协助验收等。投标人需按照相关标准和规定提供信号，完成点表制作与转发，配合将储能系统信号接入三峡能源平台、三峡集团平台、中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台，满足中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台对信号的要求及电网相关部门的其他要求。 以下为公告原文： 三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目45MW/90MWh构网型储能系统设备采购招标公告 （招标编号：T251100120852） 1．招标条件 本招标项目三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目45MW/90MWh构网型储能系统设备采购已获批准采购，项目业主为三峡新能源发电（弥勒）有限责任公司，招标人为三峡物资招标管理有限公司，招标代理机构为三峡国际招标有限责任公司。项目资金来源为项目业主自有资金和自筹资金。本项目已具备招标条件，招标方式为公开招标。 2．项目概况与招标范围 2.1项目概况 三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目场址位于云南省红河州弥勒市新哨镇境内。本期建设规模为45MW/90MWh，采用构网型集中式储能技术路线。结合储能系统本期及后期装机规模，本项目拟新建1座220kV储能升压站，配置1台容量为200MVA的220kV变压器，通过2回220kV架空线路“π”接220kV弥勒东风电场～佛城变线路（佛城变建成前为220kV弥勒东~圭山线路）。本期储能单元电力通过2回35kV储能集电线路汇集电力接至220kV升压站。 2.2招标范围 本项目不划分标段，招标范围为三峡能源红河州弥勒西风电场扩建项目构网型储能系统正常运行所必需的全套设备（包含电池舱内部所有设备之间的连接线缆、电池舱至PCS连接线缆、PCS至储能变压器、储能变压器间及储能单元间连接电缆、储能单元至集控中心二次屏柜之间的EMS组网所需的全部二次线缆等，但不包含升压站内35kV开关柜至储能系统升压变压器电缆）、备品备件、专用工具以及现场安装指导、调试等技术服务工作等，预估采购总容量为45MW/90MWh，包括但不限于储能电池舱及其附属设备、储能变流升压系统、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能自用电系统、控制器等设备的设计，供货范围内设备元件的选择、设计、制造、试验、包装、运输、交货、现场指导安装、提供工厂图纸及资料、调试、协助验收等。投标人需按照相关标准和规定提供信号，完成点表制作与转发，配合将储能系统信号接入三峡能源平台、三峡集团平台、中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台，满足中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台对信号的要求及电网相关部门的其他要求。 2.3交货要求 （1）交货时间：本项目储能系统设备计划2025年11月陆续到货，具体以项目业主通知为准。 （2）交货地点：项目施工现场业主指定地点。 （3）交货条件：车板交货。 3．投标人资格要求 3.1投标人资格条件 投标人应同时满足以下资格要求： （1）资质条件：投标人应为中华人民共和国境内依法注册的法人或其他组织，具有独立订立合同的权利。 （2）业绩要求（须同时满足）： ①储能系统签约业绩 2022年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准，其中框架协议以实际订单或具体执行合同签订时间为准），投标人磷酸铁锂电化学储能系统设备累计合同签约业绩不低于2GWh（至少包含电池室/舱和变流升压系统）。 注：针对储能系统签约业绩，投标人须提供合同等证明材料，证明材料须体现容量、供货范围、合同签订时间等相关信息；框架采购合同业绩须按照实际订单或具体执行合同等计算，如未按照要求提供实际订单或具体执行合同，则框架采购合同业绩为无效业绩。 ②储能系统并网业绩 2022年1月1日至投标截止日（以项目投运时间为准），投标人至少具有1项单个项目容量在90MWh及以上的磷酸铁锂电化学储能系统集成设备的储能系统并网业绩（至少包含电池室/舱和变流升压系统）。 注：针对储能系统并网业绩，除须满足①储能系统签约业绩证明材料的相关要求外，投标人还须提供业主方出具的储能系统并网证明文件等相关材料，证明材料须体现储能系统并网时间等相关信息。 （3）信誉要求：未处于中国长江三峡集团有限公司限制投标的专业范围及期限内。 （4）财务要求：近3年（2022、2023、2024年度）无连续2年亏损。 （5）自研自产能力：投标人应至少具备电芯或PCS（储能变流器）或EMS（能量管理系统）的自主研发及制造能力，须提供经CNAS和CMA认证的第三方试验检测机构出具的产品检测报告或产品认证报告，报告中申请人、制造厂家、生产厂家为投标人或投标人所属集团公司企业（需提供股权架构图等证明材料）。 （6）其他要求： ①投标人拟供储能系统设备中电芯应具有经CNAS和CMA认证的第三方试验检测机构出具的符合GB/T 36276-2023《电力储能用锂离子电池》的产品检测报告或产品认证报告； ②投标人拟供储能系统设备中PCS（储能变流器）应具有经CNAS和CMA认证的第三方试验检测机构出具的符合GB/T 34120—2023《电化学储能系统储能变流器技术要求》的产品检测报告或产品认证报告； ③投标人拟供储能系统设备中BMS（电池管理系统）应具有经CNAS和CMA认证的第三方试验检测机构出具的符合GB/T 34131-2023《电力储能用电池管理系统》的产品检测报告或产品认证报告； ④投标人拟供储能系统设备中EMS（能量管理系统）应具有经CNAS和CMA认证的第三方试验检测机构出具的符合GB/T 42726-2023《电化学储能电站监控系统技术规范》的产品检测报告或产品认证报告。 3.2本次招标不接受联合体投标。 3.3本次招标不接受代理商投标。 3.4投标人不能作为其他投标人的分包人同时参加投标（仅提供部分设备不视为分包）。单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。